Эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЧЕКМАГУШЕСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о Чекмагушевском месторождении

1.2 Физико-химическая характеристика нефтяных пластов

2.ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

2.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

2.2 Эксплуатация скважин с помощью ШГН

3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Анализ ГРП

3.2 Обработка призабойных зон поверхностно-активными веществами (ПАВ)

4. ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

4.1 Виды капитального ремонта скважин

4.2 Наземные сооружения и оборудование, используемое при текущем ремонте скважин

5.ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Безопасность и экологичность проекта

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЧЕКМАГУШЕСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о Чекмагушевском месторождении

Чекмагушевское нефтяное месторождение расположено в центральной части Чекмагушевского района, в левобережье реки Белой. Районный центр Чекмагуш расположен в южной половине месторождения.

Ближайшая железнодорожная станция Буздяк Куйбышевской железнодороги находится в 72км от месторождения. Со станцией и районным центром г. Дюртюли район месторождения связан асфальтированными шоссейными дорогами.

К северо-западу от месторождения находится Манчаровское месторождение, к востоку Саитовское и Карача-Ельгинское месторождение.

В геоморфологическом отношении район расположения месторождения представляет собой полдого-холмистую равнину, изрезанную речной сетью и оврагами.

Гидрографическая сеть представлена реками Сыйрыш, Калмашка, впадающие в р. Чермасан.

Климат района умеренно-континентальный. Он характеризуется морозной зимой с температурой достигающей до -35С⁰ (в январе месяце) и довольно жарким летом с температурой до +30С⁰ (в июле месяце). Доминирующие ветры юго-восточные. С нежный покров достигает 1,5-2м. Глубина промерзания почвы доходит до 1,8м. Среднегодовое количество атмосферных осадков достигает 419мм.

Растительность представлена, в основном, лиственными и хвойными лесами и травяным покровом. Животный мир района представлен видами, обитающие в лесо-степной зоне: заяц-русак, суслик, хомяк, ежи, крот обыкновенный.

В экономическом отношении район является в основном сельскохозяйственным. Основным полезным ископаемым является нефть. Немалое значение в экономике района имеют известняки, уфимские глины, пески, гравий и галечник используемые населением в качестве строительного материала.

1.2 Физико-химическая характеристика нефтяных пластов

В геологическом строении месторождения принимают участие додевонские образования, отложения девонской, каменноугольной, пермской систем, а также четвертичные породы. За основу расчления разреза принята унифицированная стратиграфическая схема 2008г.

Тектоническое строение месторождения изучалось по материалам структурного, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также магнито-и сейсморазведки.

Чекмагушевское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Башкирский и Татарский своды. На южных окончаниях двух валов - Чекмагушевском и Манчаровском располагается Чекмагушевское месторождение. Месторождение находится в области глубокого погружения кристаллического фундамента. Строение его поверхности в этом районе изучено только по данным магниторазведки, так как пробуренными скважинами данного месторождения он не вскрыт.

Нефтеносными на Чекмагушевском месторождении являются отложения бобриковского горизонта (пласты CV.1, С¦Н.2, С¦Н.3), турнейского яруса (пачки СТ1,СТ2,СТ3) нижнего карбона и песчаные пласты кыновского(пласты D_KH1, D_KH2), пашийского (пласт Dl) и муллинского (пласт Dll) горизонтах терригенной толщи девона.

Пласт С¦Н.1 залегает в верхней части бобриковского горизонта, иногда непосредственно под двух-четырехметровым прослоем тульских извястняков. Средняя эффективная толщина пласта составляет 6,1м. В песчаниках пласта Сўц.1 выявлена одна залежь нефти. ВНК принят в отметке-117,5м. Песчаный пласт Сўц.2 залегает ниже по разрезу и отделяется от пласта С¦Н.1 прослоем аргиллитов. Пласт представлен в основном одним прослоем песчаников, максимальная толщина которого достигает 4,2м. Песчаный газонефтяной пласт С¦Н.3 отделяется от пласта С¦Н.2 прослоем аргиллитов, в основном толщина 1,5-3м. Коэффициент расчлененности пласта равен 1,53д.ед., коэффициент песчанистости 0,82 д.ед. В песчаниках пласта С¦Н.3 выявлено три залежи нефти.

В разрезе отложений турнейского яруса выделены три продуктивные пачки СТ1, СТ2 и СТ3, нефтеносность которых связана с пористыми органогенно-обломочными известняками. Пачка СТ1 залегает в верхней части разреза. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены на Западно-Чекмагушевской структуре. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина известняков пачки СТ1 составляет 0,9м. В карбонатах пачки СТ1 установлена одна залежь. Пачка СТ2 отделяется от пачки СТ1 прослоем глинистых известняков толщиной 2-4м. Пачка представлена чередованием пористых и плотных карбонатных разностей. Нефтенасыщенная толщина меняется по скважинам от 0,8 до 11,5м. В карбонатах продуктивной пачки СТ2 выявлено две залежи месторождения. По пачке СТ3 выявлена одна залежь. Размер залежи 1,8 на 1,4м, ВНК залежи принят в интервале -1324,8-1326,6м. Пачка СТ2 залегает в верхней части турнейского яруса. Пачка СТ3 отделяется от залегающей выше пачки СТ2 глинисто-карбонатным прослоем.

Обе пачки представлены чередованием пористых и плотных карбонатных разностей. Коллекторами в разрезе этих пачек являются извястняки. Коллекторские свойства извястняков изучены слабо. В отложениях терригенной толщи девона промышленная нефтеносность установлена в пластах кыновского, пашийского и муллинского горизонтов.

В разрезе кыновского горизонта выделяются две песчаных пласта D_КН1 и D_КН2. Пласт D_КН1 залегает в верхней части горизонта и представлен почти во всех скважинах одним прослоем. Толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем по скважинам составляет 2,2м. Коэффициент песчанистости 0,46 д.ед. В коллекторах пласта D_КН1 выявлено четыре залежи. Пласт D_КН2. залегает на 14-16м ниже кровли горизонта и представлен песчаником только в 17% скважин, вскрывших пласт.

Песчаники залегают одним прослоем, толщина которого меняется от 0,8-4,4м. Коэффициент песчаностости 0,19 д.ед. В коллекторах пласта D_КН2. выявлено шесть залежей нефти. В разрезе пашийского горизонта выделяется один пласт Dl, который содержит основные пасы нефти месторождения. Он характеризуется сложным строением, проявляющимся в значительной изменчивости и по площади, и по разрезу скважин. Пласт сложен кварцевыми, мелко- зернистыми песчаниками и мелкозернистыми алевролитами. Толщина нефтенасыщенных коллекторов по скважинам изменяется от 0,8 до 13,6м. Коэффициент расчлененности равен 1,58 д.ед. Коэффициент песчанистости.



2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

2.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин

По проекту разработки утверждённый конечный фонд скважин на верейском горизонте составил 563 единицы в том числе 383 добывающих, 117 нагнетательных, 33 контрольно-пьезометрических, 6 оценочных скважин, было намечено 96 дублера..

По состоянию на 1.01.2013 г на залежах верейского горизонта в пробуренном фонде находится 722 скважины, в том числе в фонде специальных - 2 скважины. В эксплуатационном фонде находится 345 скважин, в том числе 30 скважин осуществляют закачку воды. Действующий добывающий фонд составляет 172 скважины, из которых 70 оборудованы ЭЦН, 102 - ШГН. На конец года 27 скважины находятся в бездействии, 29 - в консервации, 27 - в фонде пьезометрических и наблюдательных, 68 скважин ликвидированы. В нагнетательном фонде 119 скважин (в том числе 17 в отработке на нефть), из них 73 - под закачкой, 2 - в бездействии, 1 в освоении под закачку, 2 - в консервации, 3 - в фонде пьезометрических и наблюдательных, ликвидированных 27 скважины. Текущее соотношение числа действующих добывающих скважин на одну нагнетательную составляет 2,7. Средняя приёмистость нагнетательной скважины равна 179 м3/сут. В 2013 г д действующем добывающем фонде находится 162 скважины. В течение года 10 скважин выбыли в бездействующие.

Средний дебит нефти по верейскому горизонту в последние годы поддерживается на уровне 4…5 т/сут. В связи с поздней стадией разработки горизонта в целом и высокой степенью обводненности добываемой продукции, текущий дебит скважин по нефти невысокий и в среднем составляет 3,7 т/сут на Шелкановской площади до 8,1 т/сут на чермасановском участке. В целом по горизонту средняя обводненность продукции скважин основной залежи - 96,1%, с меньшей обводненностью работают скважины северо-восточного (67,9%) и Сарайского участков (77,7 %). В 2013 г средний дебит по нефти в целом по верейскому горизонту составил 3,7 т/сут, обводнённость увеличилась на 0,6%> и составила 91,3%.

На Шелкановской площади, включая основную залежь и Северо-восточный уча-сток, на горизонте верейского перебывала в эксплуатации 381 скважина, из них 330 - на основной залежи и 51 - на Северо-восточном участке. Под закачкой воды пере Вы-дали 113 скважин, в том числе 107 скважины на основной залежи, 9 - на Севера- Восточном участке.

На Основной залежи пробурена 401 скважина. За время пробной и промышленной разработки по состоянию на 1.01.2013 г в эксплуатации на нефть на верейском горизонте Основной залежи перебывало 330 скважин, под закачкой воды 107 скважины, 19 скважин переведены в контрольные. За период эксплуатации из числа пробуренных 126 скважин переведены на другие объекты и числятся в фонде других объектов.

По состоянию на 01.01.2013 г с учётом выбывших скважин на другие объекты пробуренный фонд на Основной залежи горизонта равен 271 скважине. В добывающем фонде числится 214 скважин. В действующем добывающем фонде - 81 скважина, из них 75 оборудованы ЭЦН, 36 - ШГН. На конец года 19 скважин находятся в бездействии, 21 - в консервации, 17 - в фонде наблюдательных и пьезометрических, 47 скважин ликвидировано.

В числе нагнетательных на Основной залежи 72 скважины, из них 51 - под закачкой, 2 - в бездействии, 2 - в фонде наблюдательных и пьезометрических, 17 скважин в ликвидации. Всего на залежи в ликвидированном фонде находится 74 % скважин от пробуренного фонда.

Основная залежь находится на поздней стадии разработки, то есть основные запасы из высокопродуктивных пластов выработаны, продолжается разработка остаточных запасов. Характерным для залежи являются высокая степень обводненности продукции и низкие дебиты нефти. В 2013 году бурения новых скважин на залежи не велось.

Средний дебит нефти по месторождению составляет 3,17 т/сут, а по жидкости 17,74- т/сут. Средний дебит нефти скважин оборудованных ЧЗЦН 7,61 т/сут, по жидкости - 80,58 т/сут. Средний дебит нефти по ШСН почти в 2 раза ниже, чем у скважин оборудованных У ЗЦН и составляет 2,92 т/сут, а средний дебит жидкости составляет 32,27 т/сут.

Весь эксплуатационный фонд скважин по дебитам нефти подразделяется:

-76,5% - малодебитные скважины (0...5 м3/сут),

-17,6% - среднедебитные скважины (5... 10 м3/сут),

-5,9%> - высокодебитные скважины (более 10 м3 /сут).

К категории скважин, где возможны осложнения, связанные с образованием стойких высоковязких эмульсий (обводненность 70...80%>), относится 26,2%) действующего фонда.

2.2 Эксплуатация скважин с помощью ШГН

Виды штанговых насосов применяемых в НГДУ Чекмагушнефть

Вставные насосы:

Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

В большинстве скважин в цеху с УШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер-цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно - направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.

Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. Цилиндр спускается в скважину без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).

После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

Преобладающие типоразмеры применяемых ШГН по ЦДНГ-3

Таблица 4 - Насосы спущенные за период с 01.01.2011 по 01.01.2012г по ЦДНГ - 3

Типоразмер насоса	Спущен. насос, шт	Наработка сут. по спущенным насосам	Снято насосов с экспл., шт/из них отказных насосов, шт.	Вид отказа
		всего	на 1 н.
1	2	3	4	5	6
АО "ИжНЕФТЕМАШ", Ижевск
73-НВ1Б-А-27-30-15-2	2	189,08	94,54	2	1	Засорение Клапана
					1	Износ плунжер. Насоса
73-НВ1Б-А-32-30-15-1	7	1345,6	192,23	1	1	Износ клапанов
73-НВ1Б- А-32-30-15-2	33	3462,54	104,93	2	1	Заклинивание плунжера
					1	Засорение клапана
ЗАО"ЭЛКАМ-Нефтемаш", Пермь
1	2	3	4	5	6
73-НВ1Б-А-32-30-15-1	3	770,96	256,99	1	1	Износ плунжера насоса
73-НВ1Б-А-32-30-15-2	2	129,67	64,83	2	1	Износ плунжера насоса
					1	Разбито седло клапана
73-НВ1Б-А-32-30-15-2-И	1	82,50	82,50	-	-	-
Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования
73-НВ1Б-А-27-30-15-2	7	1608,08	229,73	1	1	Утечки в клапанах насоса
73-НВ1Б-А-32-30-12-1	1	151,13	151,13	-	1	Обрыв штока
73-НВ1Б-А-32-30-12-2	9	1256,83	139,65	2	2	Заклинивание плунжера

По данной таблице можно сказать, что в ЦДНГ-3 применяются, в основном, вставные насосы. Так как для смены вставного насоса при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного, и при нем меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Насосы используемые в ЦДНГ-3 безвтулочные т.е. цилиндры делают из бесшовных труб с внутренней чистой поверхностью. Снимаются насосы с эксплуатации в основном в результате заклинивания плунжера, засорения клапана, обрыва шток и утечек в клапанах насоса.

В ЦДНГ-3, в основном, применяются гуммированные плунжера. Они имеют большой срок службы вследствие использования в одном и том же цилиндре нескольких плунжеров, так как износ цилиндров практически очень мал. Насосы работают с большим коэффициентом подачи и гуммированные плунжера дешевле, чем стальные.



3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Анализ ГРП

Гидродинамические исследования скважин - наиболее точный и достоверный метод оценки эффективности большинства геолого-технологических мероприятий, включая гидроразрыв пласта. Для анализа эффективности проведения ГРП оптимальным решением видится ГДИС на неустановившихся режимах до, и после мероприятия. Только данный вид исследования позволяет определить полный спектр гидродинамических параметров.

Вследствие особенностей коллекторов, ГРП является неотъемлемой составляющей комплексного подхода к разработке Приобского месторождения. Таким образом, на данном месторождении сложилась практика исследования скважин вслед за проводимыми, в течении после бурения, методами интенсификации притока посредством гидроразрыва.

В большинстве случаев регистрация изменения давления ведется автономным манометром, спускаемым на глубину в составе компоновки (предназначенной для ГРП) и записывающим информацию в течение всех циклов технологических операций. В данном случае наибольшую ценность для интерпретации ГДИС представляет цикл кривой восстановления давления (КВД), регистрируемый после мероприятий по освоению скважин.

При этом основными факторами, искажающими достоверность результатов, являются:

- нестационарный режим работы скважины при освоении (переменный дебит и плотность продукции скважины);

- отсутствие данных замера дебита (определяется расчетным путем);

- неопределенность фазового состава притока.

Также для контроля эффективности ГТМ проводятся исследования на циклах КСД (кривая спада давления), регистрируемых при запуске и последующей работы скважины по окончанию освоения. Информация записывается автономным манометром, спускаемым в ствол скважины, или датчиком в составе компоновки УЭЦН.

Основным недостатком подобного подхода является невозможность получения данных исследования в реальном времени.

За время разработки Приобского месторождения накоплен значительный опыт и объем интерпретабельной информации, позволяющие провести анализ. На первоначальном этапе было отобрано более 50 скважин, по которым с момента начала эксплуатации проведено два и более ГДИ с приемлемыми по качеству результатами. Из них только 15 удовлетворяют основным аналитическим критериям, позволяющим прийти к обобщенным выводам.

Основным фактором, характеризующим эффективность проведенного ГРП, является скин-фактор (определяется исключительно по результатам ГДИС) после ГТМ. Проектные значения данной величины, прогнозируемые совместно с подрядчиком (выполняющим работы по интенсификации), находятся в пределах [-4.5; -6].

Рисунок 1



На рисунке 1 отображено сравнение значений скин-фактора (по всем скважинам), полученных по результатам интерпретации первичного (S1) и повторного (S2) ГДИ. На рисунке 2 рассматривается зависимость изменения скин-фактора (?S) от времени, прошедшего с момента проведения ГРП.

Рисунок 2

На основании анализа ГДИС можно сделать вывод о систематическом завышении значения скин-фактора по результатам исследований (14 из 15), проведенных в течение нескольких дней после ГРП, что дает неверные представления об эффективности ГТМ. При этом его значение в среднем завышено на 1.3, а отклонение варьируется от -0.5 до -2.8.

Единственная приемлемая и наиболее вероятная причина подобного явления объясняется пересыпанием забоя скважины, выносящимся из пачки проппантом, и недостаточно эффективными мероприятиями по очистке забоя после гидроразрыва .

Сравнивая данные и зависимость на рис.2, можно определить временной период вероятной очистки забоя скважины в процессе эксплуатации: [7…25] дней с момента запуска. Очевидно, что ключевыми факторами, влияющими на указанный период, являются качество работ по интенсификации, освоению и технологические параметры работы скважины, преимущественно дебит жидкости.

Также на диаграмме рис.2 проявляется тренд ухудшения со временем фильтрационных свойств трещины, характеризующийся ростом скин-фактора в процессе эксплуатации скважины. Этот процесс предсказуем и объясняется кольматажем трещины и ее стенок, выносом проппанта из пачки и его разрушением, сопровождающимся изменением геометрических параметров трещины.

По результатам проведенного анализа выработаны следующие рекомендации:

- для оценки эффективности ГРП исследование скважины проводить не ранее, чем через 25 дней с момента начала эксплуатации или методом регистрации КСД;

- применяемые методы по очистке забоя скважины после гидроразрыва недостаточно эффективны;

- сравнивать проектный дебит жидкости с фактическим в начальный период эксплуатации скважины некорректно, текущий подход требует пересмотра;

- напряженный режим эксплуатации подземного оборудования УЭЦН сохраняется в течение месяца со дня пуска скважины в работу после мероприятий по интенсификации (согласуется с технологическими данными УЭЦН).

3.2 Обработка призабойных зон поверхностно-активными веществами (ПАВ)

В процессе эксплуатации нефтяных скважин приток нефти из пласта может снизиться по следующим причинам:

-вода или фильтрат глинистого раствора, проникая в ПЗП, оттесняют нефть от забоя скважины и изменяют поверхностное натяжение на границе "порода-нефть-вода" и связанные с ними величины капиллярных сил;

-вода или раствор, попадая в нефтяной пласт, образуют на границе "вода-нефть-порода " твердые асфальтосмолистые пленки, которые ведут к образованию в поровом пространстве призабойной зоны стойких эмульсий типа "вода в нефти", закупоривающих норовое пространство пород.

При обработке призабойной зоны продуктивного пласта ПАВ происходит:

-снижение поверхностного натяжения на границе "вода-нефть-порода", в результате чего блокирующая вода или фильтрат растворов легко удаляются из пористой среды;

-разрушение пленок асфальтосмолистых веществ и слияние капель в однородную жидкость, что облегчает вытеснение воды из ПЗП.

ПАВ обрабатывают призабойные зоны с терригенными коллекторами (песчаники девона и угленосной толщи). Эффект может быть достигнут в том случае, когда за счет наличия воды в призабойной зоне, проницаемость последней, значительно ухудшена по сравнению с проницаемостью удалённой части пласта.

При обработках призабойных зон осуществляют комплекс наблюдений и исследований, включающий:

-построение кривых восстановления давления до и после обработки;

-наблюдение за изменением приемистости скважины во время задавливания раствора в пласт;

-определение коэффициента продуктивности;

-снятие профиля приемистости глубинным дебитомером.

Обработка растворами ПАВ производится по «Инструкции обработки ПЭП

ПАВ».

2. Соляно кислотные обработки призабойной зоны скважин

Соляно кислотные обработки ПЗП - одно из эффективных мероприятий, направленных на увеличение проницаемости.

Соляно кислотный раствор представляет собой смесь соляной кислоты с пресной водой плотностью 1190 кг/м3 и концентрацией 12%. Раствор закачивают в скважину насосными агрегатами через НКТ при открытом затрубном пространстве и продавливают в пласт водой в объёме НКТ.

Соляная кислота, взаимодействуя с породами сложенными известняками СаС03 и доломитами CaMg(С03)2 и растворяет их. Эффективность обработки зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, типа пород. Содержание примесей в соляной кислоте не должно превышать определённого предела, иначе взаимодействие кислоты с породами пласта может привести к образованию осадков в поровом пространстве.

4. ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

4.1 Виды капитального ремонта скважин

Цех подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС) обеспечивает своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, проходит мероприятия по интенсификации добычи нефти L повышению приемистости нагнетательных скважин.

На цех Возложены следующие функции:

-участие в разработке оперативных месячных планов организационно-технических мероприятий;

-разработка совместно с ЦИТС и производственным отделом годовых графиков ППР, профилактических осмотров и испытаний закрепленного за цехом оборудования;

-проведение подготовки к ремонту и осуществление подземного и капитального ремонта эксплуатационных, нагнетательных и других скважин, числящихся в фонде НГДУ;

-ведение оперативно-технической документации, паспортизация оборудования и сооружений, учета их наличия, движения и технического состояния;

Анализ ремонтов скважин, эксплуатируемых ШГН, по видам в динамике позволяет сделать следующие Выводы:

1. На протяжении всех лет эксплуатации месторождения приходилось иметь дело с отказами подземного скважинного оборудования одних и тех же видов обрывы штанг, запарафинивание лифтов, поломки насосов.

2. Около 4-2 % всех отказов приходится на насос, В т. ч. по причинам запарафинивание до 72%, слома штока плунжера В резьбе до 10, износа плунжерной пары из-за попадания В насос механических примесей до 18%.

3. До 22% всех ремонтов происходит Вследствие прекращения подачи из-за запарафинидания НКТ и их негерметичности. Причиной этого осложнения является отсутствие на скважинах, особенно в начальный период разработки месторождения, надежных средств профилактической борьбы с парафином и применение износившихся труб.

4. До 21 % всех отказов составляют обрывы штанг: установлены статистические зависимости обрывности от глубины подвески насоса. Выявлено, что обрывность штанг возрастает при увеличении диаметра насоса, обводненность добываемой нефти, глубины подвески.

4.2 Наземные сооружения и оборудование, используемое при текущем ремонте скважин

В настоящее Время на нефтяных промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» при ремонте скважин применяют агрегаты «Азинмаш-43А» и А-50У.

Для капитального ремонта применяется агрегат А-50У на базе автомобиле КрАЗ. Он предназначен для ремонта скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также для разбуривания цементной пробки в колонна диаметром 140... 168 мм, промывки и тартальных работ.

Входящий в состав агрегата промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном автоприцепе 2ПН-2. Давление насоса 16 МПа при подаче 60л/с.

При давлении 6 МПа подача составляет около 10 л/с. Данный агрегат Вы пускается в России, и нашёл широкое распространение на промыслах, поэтому рас смотрим его подробнее.

Управление всеми механизмами агрегата как при установке Вышки В рабочее положение, так и при спускоподъемных операциях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры Вышки, слева по ходу автомобиля.

Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляете, от тягового двигателя через коробку скоростей, Включенную напрямую, и раз да точную коробку.

Скорость подъёма крюка агрегата А-50У и грузоподъёмность на крюке, зависимости от скорости лебёдки представлены в таблице 6.

Таблица 6 -Скорость подъёма крюка и грузоподъёмность на крюке на различных передачах агрегата А-5О У

Передача	Частота Вращения барабана агрегата, мин1	Скорость подъема крюка, м/с	Грузоподъемность на крюке, т
1	39,8	0,181	50
2	69,8	0,317	355
3	153	0,695	12,6
4	268	1215	7,5

Рисунок 4 - Общий вид агрегата А-50У и его основные узлы.

Перечень технологических процессов, при капитальном ремонте скважин:

1. Глушение

2. Цементаж НКТ

3. Цементирование с наполнителем по колонне

4. Цементирование комбинированное

5. Закачка гепана

6. Закачка гепана и цементаж без пакера

7. Закачка нефтекислотной смеси

8. Закачка в эксплуатационную колонну дистилата и других растворителей.

9. Закачка латекса

10 .Заливка фундамента

11.Промывка забоя

12. Бурение цементного моста

13. Засыпка забоя скважины песком

14. Закачка кислоты

15. Освоение скважины компрессором УКП-80

16. Снижение уровня

17. Исследование с УКП-80

18. Перфорация

19. Обработка высоким давлением

20. Гидропескоструйная перфорация

21. Закачка антикоррозийной жидкости

22. Промывка НГН

23. ОПЗ скважин соляной кислотой с магнием

24. Заворот штопоров

25. Замена скважинной жидкости

26. Торпедирование.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ):

1. Ввод новых скважин (из бурения).

2. Мероприятия по воздействию на призабойную зону пластов.

3. Перебод на другой объект эксплуатации.

4. Кислотные обработки.

5. Дополнительная перфорация и перестрел пластов + обр. конус.

6. Очистка ПЗП растворителями и растворами ПАВ.

7. Тепловая обработка (горячей нефтью).

8. Очистка ПЗП ИВП (воздействие на ПЗП по новосибирской технологии).

9. Имплозионная обработка.

10. Ремонтно-изоляционные работы.

11. Зарезка боковых стволов скважин (ввод скважин).

12. Обработка ПЗП ингибиторами солеотложения.

13. Обработка ПЗП ингибиторами парафиноотложения.

14. Обработка ПЗП ингибиторами коррозии.

15. Ввод скважин из бездействия.

16. Мероприятия по оптимизации технологических режимов работы скважин.

17. Перевод с ШГН на ЗЦН.

18. Перевод с фонтана на ШГН.

19. Перевод на УЗДН.

20. Перевод с фонтана на ЗЦН.

21. Оптимизация про из в. ЗЦН.

22. Оптимизация произв. ШГН.

23. Оптимизация параметров СКН.

24. Оптимизация подвески НКТ и штанг.

5..ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Безопасность и экологичность проекта.

Охрана труда - система, состоящая из законодательных и иных нормативных правовых актов, а также правовых, предупредительных и регламентирующих социально-экономических, организационных, технических, санитарно-гигиенических, лечебно-профилактических, реабилитационных и иных мероприятий, средств и методов, направленных на обеспечение безопасности, сохраняя здоровье и трудоспособность работников в процессе труда.

Инструкция по охране труда является основным нормативным актом, устанавливающим требования по охране труда для работника. Она направлена на обеспечение безопасности, сохранение здоровья и работоспособности работников в процессе труда.

Основными источниками производственной опасности, связанной с добычей нефти на данном предприятии, являются следующие: сосуды, работающие под давлением; содержащиеся в атмосфере пары углеводородов, сероводорода, токсичных веществ, а также окиси углерода; токсичные химреагенты для различного вида работ; вращающиеся детали различных механизмов; электроустановки, находящиеся под высоким напряжением; возгорания, взрывы и пожары оборудования, газов, жидкостей.

Для нефтегазовых месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» характерны следующие чрезвычайные ситуации: сильные паводки, сильные морозы, сильные метели и снежные заносы, сильные взрывы паро-воздушных смесей, образовавшихся в результате утечки газа и легких фракций нефти; крупномасштабные пожары на нефтепроводах и в резервуарных парках; разливы на больших площадях сильнодействующих ядовитых веществ, таких как фенол, метанол, кислота, щелочь и др.

К основным экологическим проблемам НГДУ относятся: подземные аварии на скважинах, следствием которых является загрязнение водоносных горизонтов; порывы нефтепроводов, влекущие за собой разливы нефти по суше и водоемам, гибель растений и животных; выбросы газа на устье скважин и из дыхательных клапанов резервуаров; сброс сточных вод в водоемы; неполное сгорание газа на факелах с образованием угарного газа.

По предотвращению вышеперечисленных опасностей производства, чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в НГДУ ведется работа по следующим направлениям:

1.обеспечение безопасности производства и охраны труда;

2.мероприятия по защите работников и инженерно-технического

3.комплекса в чрезвычайных ситуациях;

4.разработка мероприятий по охране окружающей среды.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в НГДУ «Чекмагушнефть» занимаются: отдел производственной безопасности и охраны труда, отдел охраны окружающей среды, отдел гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГО и ЧС). Кроме этого, за деятельностью НГДУ ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Госгортехнадзор, санэпидемстанция.

5.1.1 Обеспечение пожарной безопасности

В НГДУ «Чекмагушнефть» проводятся четыре группы мероприятий по пожарной безопасности:

1.предотвращение возникновения пожаров;

2.ограничение распространения пожара;

3.обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;

4.создание условий эффективного тушения пожара.

Все производственные, складские, вспомогательные и административные здания и сооружения объектов, а также отдельные помещения и технологические установки должны быть обеспечены средствами пожаротушения согласно перечня (бочки для воды, ведра, ящики с песком, пожарные щиты) и пожарным инструментом (багры, ломы, топоры, ножницы). Они используются для локализации небольших загораний, а также пожаров в их начальной стадии.

У пожарных гидрантов и водоемов устанавливаются указатели. Первичные средства пожаротушения должны быть размещены вблизи мест наиболее вероятного их применения, на виду, в безопасном при пожаре месте, с обеспечением к ним свободного доступа. Проверке пригодности заряда и перезаряде пенных огнетушителей производится один раз в год. Весь пожарный инвентарь и средства пожаротушения периодически проверяются с занесением результатов испытаний в специальном журнале.

ОХП-10 (огнетушитель химический пенный) предназначен для тушения загорания горючих и тлеющих материалов. Пена в огнетушителе образуется в результате химической реакции, происходящей при смешении кислотной и щелочной частей заряда, при этом в корпусе огнетушителя повышается давление, в результате чего пена выбрасывается через спрыск. Запрещается применять пенные огнетушители для тушения очагов огня в электрических установках, находящихся под напряжением, ввиду электропроводности пены и возможного поражения током.

Углекислотные огнетушители ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8 применяются для тушения небольших загораний, а также электроустановок, находящихся под напряжением. В качестве заряда в ОУ применяется жидкая углекислота, которая находится в баллоне под давлением до 60 атм. Образуется твердая углекислота (снег), при этом температура падает ниже -72 ^оС.

Порошковые огнетушители основаны на принципе использования энергии сжатого газа для аэрирования и выброса огнетушащего порошка.

В целях обеспечения пожарной безопасности следует осуществлять следующие работы в лесных массивах:

1. Проводить детальную проверку противопожарного состояния нефтяных объектов, геолого-разведочных партий, буровых установок и принимать практические меры по устранению выявленных нарушений правил пожарной безопасности, ликвидировать все разливы нефти, скрывающиеся после таяния снежного покрова.

2. Устанавливать повседневный контроль за состоянием лесных массивов, прилегающих к предприятию, объектам нефтедобычи и бурения.

3. Проводить проверку состояния и исправности имеющихся средств пожаротушения, пожарной техники связи, а также состояния противопожарных водопроводов, дорог и подъездных путей к нефтяным объектам.

4. Полностью очищать от деревьев, кустарников площади в радиусе 50 м от эксплуатационных скважин, не допускать хранение нефтепродуктов в открытых емкостях и котлованах.

5. Разрабатывать план ликвидации возможных лесных пожаров, проводить инструктаж о соблюдении правил пожарной безопасности и обеспечивать их безусловное выполнение.

6. Укомплектовывать весь автотранспорт первичными средствами пожаротушения согласно действующим на предприятии нормам.

5.1.2 Обеспечение безопасности при проведении технологического процесса

При проведении опытно-промысловых работ на нагнететельных и добывающих скважинах необходимо руководствоваться требованиями РД 08-200-98 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утверждены Постановлением Госгортехнадзора России №24 от 9.04.1998 года.

Применяемые реагенты не пожароопасны и невзрывоопасны.

Реагенты транспортируются как в железнодорожных, так и автоцистернах, стальных бочках, в контейнерах из оцинкованной жести. Хранятся реагенты в стальных резервуарах или цистернах, а также в стальных бочках. Все используемые емкости должны быть герметичны. Кислоты хранятся и транспортируются в гуммированных емкостях и цистернах.

В таблице 10.1 приведены показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы.

Перекачку или закачку реагентов (силикат натрия, каустическая сода и др.) в скважины разрешается проводить с помощью передвижных насосных агрегатов типа ЦА - 320, 4 АН - 700 или аналогичных им. Оборудование при работе насосных агрегатов должно быть заземлено. Соединения насосного агрегата с автоцистерной и со скважиной должно быть герметичным. Все нагнетательные коммуникации должны быть опрессованы на давление в 1,5 раза превышающее рабочее.

Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательные коммуникации, подтягивать соединения, устранять утечки и т. д. во время закачки реагентов в скважину. Во время проведения работ по закачке реагентов в скважину запрещается присутствие людей возле устья скважины и около коммуникаций, находящихся под высоким давлением.

Работающие с композициями реагентов должны быть обеспечены спецодеждой из хлопчатобумажной ткани с хлорвиниловой или силикатно-казеиновой пропиткой. Индивидуальная защита работников должна предусматривать использование предохранительных очков, клеенчатого фартука, резиновых перчаток, в соответствии с инструкцией по технике безопасности для цехов по добыче нефти и ремонту скважин НГДУ.

При попадании реагентов на кожу или в глаза эти части тела необходимо немедленно обильно промыть сильной струей водой в течение 10 - 15 минут. После промывки водой щелочной раствор рекомендуется нейтрализовать слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты Раствор гидроксида натрия может вызвать ожоги трех степеней кожного покрова и слизистых оболочек глаз. а также общее отравление организма. Концентрация аэрозоля гидроксида натрия в воздухе рабочего помещения не должна превышать 0,5 мг/м³.

Таблица-10.1 Показатели токсичности и санитарно-гигиенические нормативы

	Параметры токсичности и санитарно-гигиенические показатели
	ЛК 50мг/л ЛД 50мг/л	Предельно допустимые концентрации, ОБУВ, мг/м3	Класс Опасности
		Максим. Разовая	Среднесуточная	Рабочей зоны	ОБУВ
Углеводороды	-	-	-
Метан	-	-	-	-	50	4
Бутан	680ЛК	200	-	300	-	4
Пентан	-	100	25	-	-	4
Гексан	-	60	-	300	-	4
Бензин	-	5	1,5	100	-	4
Толуол	-	0,8	0,6	50	-	3
Кислоты: Соляная Фтористо-водородная	- -	0,2 -	- -	5.0 0,5	- -	2 -
Метановая	-	0,2	-	1.0	-	2
Уксусная	-	0,2	0,06	5.0	-	3
Серная	-	0,3	0,1	1.0	-	2
Щелочи едкие (в пересчете на NaOH)	-	-	-	0,5	-	2
Гипан -1	2440ЛД03570	-	-	-	-	-
Альдегид	-	0,015	0,015	-	-	3
Полиакриламид РДА-1	1500 ЛД	-	-	-	-	4

При попадании щелочи в глаза их следует промыть 1% раствором борной кислоты. При розливе раствора гидроксида натрия его обезвреживают, поливая место разлива обильным количеством воды.

Обслуживание электроустановок осуществляют работники, имеющие необходимую квалификацию.

Для проведения работ по закачке композиций реагентов допускаются лица, имеющие необходимую квалификацию для работы на скважинах, ознакомленные с инструкцией по проведению работ по данной технологии и знающие правила и нормы по технике безопасности при проведении ремонта скважин.

геологический месторождение нефтяной скважина



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Генеральная технологическая схема разработки Манчаровского нефтяного месторождения. Отчет/ Башнипинефть, рук. темы Абызбаев И. И., Ефремов Ф. М., - Уфа, 2007, - 405 с.

2. Исследование влияния геологической неоднородности продуктивных пластов Манчаровского месторождения на условия его разработки. Диссертация. Насыров Г.Г , Уфа, 2005, - 235 с.

3. Проект разработки Манчаровского нефтяного месторождения. Отчет / Башнипинефть, рук. темы Андреев Е. А., Киреев Л. А., Насыров Г. Г., Уфа, 2007. - 325 с.

4.Пересчет запасов нефти и газа Манчаровсого месторождения. Отчет/ Башнипинефть, рук. темы Зубик И. Л. - Уфа, 2007, - 158 с.

5. Кройл Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнений. -М.: Недра, 2006.

Размещено на Allbest.ru

...